Prospectiva del Sector ElÃ©ctrico 2012-2026 - AÃ±o Internacional de la ...

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PROSPECTIVA DEL SECTOR ELÉCTRICO 2012-2026El estado que presentó la variación más alta con respecto a 2010 fue Hidalgo, con un incrementode 14.5%. Sin embargo, sus ventas únicamente representaron 7.8% al total regional. Otro estadocon una aportación importante al total de las ventas de la región fue Puebla, con una participaciónde 16.2% y un crecimiento de 3.5% en el último año. La aportación conjunta de Morelos y Tlaxcalafue de 9.3% a la región. Estas entidades presentaron tasas de crecimiento anuales de 2.2% y 2.6%,respectivamente.Sur-SurestePor más de 10 años, la región Sur-Sureste incrementó de manera constante su consumo deelectricidad. En el periodo 2000-2011, las ventas crecieron 3.3% promedio anual. El desarrollo deactividades turísticas en Quintana Roo, fue determinante para lograr dicho crecimiento. En 2011,elestado participó con 12.5% de las ventas regionales.En el caso de Veracruz, donde existe una gran variedad de industrias, así como empresas deservicios, las ventas registraron un crecimiento de 7.6% con respecto a 2010. Su participación enlas ventas regionales fue de 36.2% y de 5.4% en las ventas internas totales del servicio público.Las empresas siderúrgicas, cementeras, del papel, del vidrio, azucareras y cerveceras localizadasen las regiones de Veracruz-Orizaba y de la cuenca del Papaloapan, constituyen cargas eléctricasimportantes en dicho estado y en la región. Además, la refinería e instalaciones petroquímicas dePemex y de empresas privadas en la región Coatzacoalcos-Minatitlán, contribuyeron a la aportaciónregional del estado.La entidad federativa con menor concentración de las ventas regionales fue Campeche con3.9%, que en el contexto nacional, representó 0.6%. Chiapas y Guerrero aportaron 9.2% cada unaa las ventas de la región. A su vez, Oaxaca participó con 8.4%. Es importante mencionar que enestos últimos tres Estados, a diferencia de los demás de la región, presentan una baja intensidadenergética 29 en sus actividades productivas.Fuente: CFE.Cuadro 20Ventas internas totales por región, 2000-2011(GWh)Región 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 tmcaTotal 155,349 157,204 160,203 160,384 163,509 169,757 175,371 180,469 183,913 182,518 187,815 202,226 2.4variación (%) 7.1 1.2 1.9 0.1 1.9 3.8 3.3 2.9 1.9 -0.8 2.9 7.7Noroeste 19,949 20,480 20,354 21,270 22,311 23,195 24,345 25,145 25,567 25,566 25,583 27,813 3.1variación (%) 7.8 2.7 -0.6 4.5 4.9 4.0 5.0 3.3 1.7 0.0 0.1 8.7Noreste 39,236 39,989 40,863 39,235 39,421 41,221 42,843 43,644 44,160 44,198 45,862 50,131 2.3variación (%) 7.8 1.9 2.2 -4.0 0.5 4.6 3.9 1.9 1.2 0.1 3.8 9.3Centro-Occidente 35,192 34,909 35,570 36,242 37,451 38,843 40,249 41,708 42,555 41,424 44,235 48,145 2.9variación (%) 7.3 -0.8 1.9 1.9 3.3 3.7 3.6 3.6 2.0 -2.7 6.8 8.8Centro 40,733 40,993 41,280 40,969 41,006 42,111 42,548 43,350 43,995 43,131 43,787 45,909 1.1variación (%) 6.5 0.6 0.7 -0.8 0.1 2.7 1.0 1.9 1.5 -2.0 1.5 4.8Sur-Sureste 20,160 20,744 22,046 22,582 23,227 24,294 25,289 26,512 27,518 28,080 28,227 30,106 3.7variación (%) 6.3 2.9 6.3 2.4 2.9 4.6 4.1 4.8 3.8 2.0 0.5 6.7Pequeños sistemas 80 90 89 86 93 93 97 110 118 120 119 122 3.929Es importante mencionar que las instalaciones de PEP tienen permiso de autoabastecimiento, por lo que no compraelectricidad a la CFE.104
SECRETARÍA DE ENERGÍA3.7. Comportamiento horario y estacional de la demanda del SINLa generación total o energía bruta, está constituida por la producción de energía eléctricanecesaria para satisfacer el consumo nacional (ventas internas y autoabastecimiento), incluyendolos usos propios de las centrales generadoras, así como las pérdidas en los bloques detransformación, transmisión y distribución, entre otros factores.En la determinación de la capacidad de generación necesaria para atender la demanda agregada,deben considerarse:• Las variaciones temporales (estacionales, semanales, diarias y horarias).• La demanda máxima del año, esto es, el valor máximo de las demandas que se presentanen una hora de tiempo en el año, en cada área.La operación y planeación del SEN, con base en su infraestructura operativa, utiliza la división denueve áreas previamente mencionadas 30 . De esta manera pueden compartir recursos de capacidad ylograr un funcionamiento más económico y confiable del sistema integrado.3.7.1. Demanda máxima coincidenteLa demanda máxima coincidente es la suma de las demandas registradas en las áreas operativasen el instante en que ocurre la demanda máxima del Sistema Interconectado Nacional (SIN). Dichovalor es menor que la suma de las demandas máximas anuales de cada área, debido a que ocurren enmomentos diferentes.En 2011, la demanda máxima fue de 37,256 MW, 5.5% mayor a la de 2010 (véase Cuadro21). La demanda máxima se presentó en el mes de junio, al igual que en 2006, 2007, 2008 y2010. En 2000, 2001, 2005 y 2009, el máximo se registró de agosto en adelante 31 .30Cabe destacar que CFE estableció, con base en su infraestructura operativa, las divisiones de distribución siguientes:Baja California, Baja California Sur, Noroeste, Norte, Noreste, Occidental, Central, Oriental y Peninsular. De acuerdo a lainformación disponible y cuando sea necesario, se hará uso de esta última regionalización para describir al SectorEléctrico Nacional (SEN) o al Sistema Interconectado Nacional (SIN).31Debido a que la interconexión del área Noroeste se realizó en 2005, previo a dicha fecha no se incluía la demanda dedicha área en el sistema interconectado, explicando valores más altos de demanda máxima coincidente desde que seimplantó la interconexión.105
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